XIV SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
USINA A CÉLULA DE COMBUSTÍVEL - UMA PROPOSTA PARA ANÁLISE
DA VIABILIDADE ECONÔMICA DE SUA IMPLANTAÇÃO
ALEXANDRE GOMES AMENDOLA
MAURO CESAR DA ROCHA
CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
Palavras-chave: viabilidade econômica, geraçao distribuída, custos evitados
Foz do Iguaçu, 19 a 23 de novembro de 2000
USINA A CÉLULA DE COMBUSTÍVEL - UMA PROPOSTA PARA ANÁLISE
DA VIABILIDADE ECONÔMICA DE SUA IMPLANTAÇÃO
ÍNDICE
1.
INTRODUÇÃO
3
2.
METODOLOGIA PROPOSTA
3
2.1. Conceituação do Problema
3
2.2 Os Custos Evitados
4
3. ALGUNS RESULTADOS OBTIDOS
4
3.1 Custos Marginais dos Sistemas Supridores da Distribuição
4
3.1.1 Exemplo de Aplicação Para a CEEE
4
3.1.1.1 Custos Marginais das SE's de Distribuição
6
3.1.1.2 Custos nos Sistemas a Montante provocados pelo acréscimo de 1 kW adicional
demandado pela Distribuição – CEEE
3.1.2 Exemplo de Aplicação Para a CEMIG
6
7
3.1.2.1 Custos Marginais das SE's de Distribuição
7
4 - ESTIMATIVA DE CUSTOS PARA AS USINAS A CÉLULA DE
COMBUSTÍVEL
8
5. CONCLUSÕES
9
ANEXO I – O CASO CEEE
10
ANEXO II – O CASO CEMIG
1.
12
INTRODUÇÃO
2
Quando se instala uma geração distribuída em sistemas de Distribuição, os demais segmentos acima do
ponto de “injeção” percebem esta instalação como uma redução de carga, aliviando toda a a demanda
solicitada por este sistema . A implantação da geração distribuída se justifica quando o seu custo de
implantação for menor ou igual ao custo evitado no ponto de instalação, ambos anualizados e expressos
em R$/kW ou R$/MWh . Tal avaliação pode ser corretamente traduzida com o auxílio dos custos
marginais de longo prazo .
O presente trabalho tem por objetivo apresentar uma metodologia que permita realizar, de forma expedita,
uma análise da viabilidade econômica da implantação de usinas a célula de combustível .
Ao final, o trabalho apresenta aplicações práticas para 2 importantes Concessionárias brasileiras .
2.
METODOLOGIA PROPOSTA
2.1. Conceituação do Problema
Da mesma forma que as ações de DSM e de redução de perdas elétricas, o efeito da instalação de uma
geração distribuída em áreas atendidas por sistemas de distribuição é "percebido" pelos segmentos do
sistema elétrico, localizados à montante do ponto de instalação, como redução de carga.
Em decorrência, esta instalação adia investimentos e despesas anteriormente programados na expansão
desses segmentos. Os ganhos deste adiamento são os custos evitados, que são numericamente igual ao
custo de fornecer uma unidade adicional de carga no ponto da instalação. À medida que se caminha ao
longo do sistema elétrico, desde a geração até os consumidores finais de baixa tensão, estes custos vão
crescendo, pela sucessiva incorporação de novos segmentos. Uma boa medida para avaliar esses custos
evitados são os custos marginais de longo prazo, admitidos iguais aos custos incrementais médios de
capacidade e de energia, que são calculados com base nos planos de expansão (capacidade) e de
operação (energia) dos sistemas à montante (*).
A viabilidade econômica da geração distribuída se justifica quando o seu custo for menor ou igual ao
custo evitado no ponto de instalação, ambos anualizados e expressos em R$/kW ou R$/MWh.
Embora tenha caráter implícito de solução localizada, o que remete à necessidade de informações mais
detalhadas, a geração distribuída, abordada no presente trabalho, se direcionou para um enfoque
propositadamente médio para toda a área de concessão, visando apenas proporcionar uma ordem de
grandeza desta viabilidade.
É claro que, para as áreas onde a situação técnico-operacional dos segmentos à montante for mais crítica,
com os níveis de qualidade de serviço violados, certamente a geração distribuída será mais viável. Os
custos marginais de um acréscimo de carga nestas áreas (= custo evitado) poderão ter valores
extremamente elevados, pois os programas de expansão destes segmentos, além de incorporarem o
atendimento do crescimento do mercado, deverão também considerar a necessidade da recuperação da
qualidade do serviço. É onde se justifica prioritariamente a instalação da geração distribuída. O contrário
ocorrerá para as áreas supridas através de sistemas "folgados".
Para os efeitos dos cálculos desenvolvidos neste trabalho, limitou-se, em princípio, que a instalação
ocorra no barramento de baixa tensão das subestações distribuidoras, conforme Figura 1, a seguir .
Com isso, seriam "evitados" (deslocados) os custos da expansão dos segmentos desde as subestações
distribuidoras até a geração, conforme esquema abaixo. É claro que, em tese, a geração distribuída possa
ser instalada em qualquer ponto das redes de distribuição, como, por exemplo, em alimentadores
específicos. Conforme mencionado, quanto mais se caminha em direção aos consumidores BT, mais se
viabiliza este tipo de geração em termos de R$/kW ou R$/MWh. No entanto, tem que se verificar a sua
praticidade técnica.
GERAÇÃO
3
perdas
TRANSM +
REPARTIÇÃO
perdas
Potência, Energia
GD
SUBESTAÇÃO DE
DISTRIBUIÇÃO
perdas
CONSUMO A4+B
Figura 1 - Localização da Geração Distribuída
2.2. Os Custos Evitados
Desta forma, a potência gerada localmente para suprir parte (ou totalmente) o crescimento da demanda
máxima atendida pelas SE's distribuidoras, adiará investimentos a serem feitos, não só, nos segmentos à
montante, como também, nas próprias SE's, (ampliações e/ou novas SE's). Os ganhos deste adiamento
equivalem ao custo marginal de capacidade (em R$/kW) até o ponto de instalação da usina, custo que é
calculado com base nos custos marginais de cada nível e na responsabilidade do kW evitado na
Distribuição sobre as demandas máximas das cargas "vistas" por cada segmento.
Para a avaliação do impacto da redução da demanda máxima ao nível da Distribuição nos custos de
capacidade de todos os segmentos à montante, é necessário então que se verifique a responsabilidade
desta redução nas demandas máximas de cada segmento e a sua participação no fluxo de potência
passante em cada segmento à montante. Para isso, são necessários conhecer-se as curvas de carga nas SE's
distribuidoras e em cada um dos segmentos considerados e os fluxos de potência interníveis, que são
estabelecidos através de estudos de load-flow.
No presente trabalho, considerou-se que as demandas máximas fossem coincidentes, inclusive a da carga
evitada na Distribuição, pois, em quase todos os segmentos, o período da demanda máxima é sempre
ditado pela carga da Distribuição. Em casos específicos localizados, no entanto, podem ocorrer
diversidades entre os períodos dessas demandas máximas.
A responsabilidade para o estabelecimento do custo marginal de capacidade do kW evitado na
Distribuição resultou, então, apenas da avaliação dos fluxos interníveis.
A energia gerada localmente evitará a produção de energia pelas usinas dos segmentos à montante. Assim,
sem considerar a melhoria de eficiência pela redução das perdas ( em potência e em energia) nos sistemas
de transmissão desses segmentos, o custo evitado de energia será numericamente igual ao custo marginal
de energia dos sistemas supridores e expresso em R$/MWh/ ano. Para as redes de transmissão, repartição
e distribuição não se calculam custos marginais de energia.
Dessa forma, o custo anual evitado pela instalação de uma usina a célula de combustível nas subestações
distribuidoras, será dado pela seguinte fórmula:
CEVC = CMCG + CMT + CMSE
CEVE = CMEG
[R$/kW]
(1)
[R$/MWh]
(2)
4
onde:
CEVC - custo evitado de capacidade
CEVE - custo evitado de energia
CMCG - custo marginal de capacidade de geração, em [R$/kW]
CMT - custo marginal de capacidade de transmissão, em [R$/kW]
CMSE - custo marginal de capacidade das SE's distribuidoras, em [R$/kW]
CMEG - custo marginal de energia da geração, em [R$/MWh]
Para exprimir em conjunto CEVC e CEVE através de um valor anual, vem :
CEV [em R$/MWh] = CEVC x1000/(FC x 8760) + CEVE
(3)
CEV [em R$/kW] = CEVE x FC x 8760 / 1000 + CEVC
(4)
ou:
3.
ALGUNS RESULTADOS OBTIDOS
3.1 Custos Marginais dos Sistemas Supridores da Distribuição
Os cálculos foram desenvolvidos (em estimativa preliminar) para a CEMIG e para a CEEE (antes do
desmembramento) . Tomou-se por base informações disponíveis na ELETROBRÁS sobre os fluxos
interníveis, conforme estabelecidos pelos Estudos de Custos Marginais das Redes de Repartição e
Transmissão, trabalho desenvolvido em 1998.
Foram, ainda, assumidos os custos marginais dos níveis, médios para as respectivas Regiões
Sudeste/Centro-Oeste e Sul, para a CEMIG e CEEE, respectivamente, .
3.1.1 Exemplo de Aplicação Para a CEEE
Para a CEEE, os custos marginais em R$/kW-ano utilizados para os níveis foram os seguintes:
A1 = 32
A2 = 48,3
A3 = 28,35
Para o nível A1, foram assumidos os custos marginais dos níveis, médios para a região SUL .
Considerando os fluxos interníveis estabelecidos pelos estudos citados em , foram obtidos os seguintes
valores para os custos marginais da demanda da Distribuição, passante pelos segmentos de Transmissão e
Repartição
.
CEEE = 57,30 R$/kW-ano
Exprimindo estes valores em R$/MWh, vem:
CEEE = 10,06
Para a geração, foi adotado o valor de 40 R$/MWh, incorporando os custos marginais de capacidade e de
energia. Dessa forma, considerando esta hipótese de fornecimento, resulta:
5
CEEE = 40 + 10,06
≈ 50 R$/MWh ++
Caso se imagine o suprimento adicional por termelétrica a gás tipo Uruguaiana (30R$/MWh), suprindo
diretamente os sistemas dessas empresas, sem comprar de Furnas e nem da Eletrosul, vem:
CEEE = 30 + 10,06 ≈ 40 R$ /MWh
3.1.1.1 Custos Marginais das SE's de Distribuição
Com base nos programas de expansão para as SE's de Distribuição da CEEE, foram calculados os
respectivos custos médios incrementais de longo prazo (CIMLP), de acordo com a fórmula:
H
∑
t=1
I (t)
(1+a)t
CIMLP =
(5)
H ∆ M (t)
∑
t=1
(1+a) t
obtendo-se: CEEE = 79 R$/kW ou 16,37 R$/MWh
onde I (t) e ∆ M (t) são, respectivamente, o investimento e o acréscimo da carga (em kW e MWh) no
ano t . H é o período do plano de expansão considerado.
Anualizando-se CIMLP através de um fator = 15% (remuneração + depreciação + despesas de operação e
manutenção), resulta:
CEEE = 11,83 R$/kW ou 2,45 R$/MWh
3.1.1.2 Custos nos Sistemas a Montante provocados pelo acréscimo de 1 kW adicional demandado pela
Distribuição - CEEE
Assim, os custos marginais em R$/MWh dos segmentos à montante do ponto de instalação da usina serão:
Hipótese I
CEEE = 2,45 + 50 = 52,45
≈ 52,5
Hipótese II
CEEE = 2,45 + 40 = 42,45 ≅ 42,5
3.1.2 Exemplo de Aplicação Para a CEMIG
Os custos marginais em R$/kW-ano utilizados para os níveis foram os seguintes:
6
CEMIG:
A0 = 51,0
A1 = 84,2
A2 = 41,7
A3 = 35,5
Para os níveis A0 e A1, foram assumidos os custos marginais dos níveis, médios para a região
SUDESTE/CENTRO-OESTE .
Considerando os fluxos interníveis estabelecidos pelos estudos citados em , foram obtidos os seguintes
valores para os custos marginais da demanda da Distribuição, passante pelos segmentos de Transmissão e
Repartição
.
CEMIG = 101,98 R$/kW-ano
Estas diferenças entre os resultados obtidos na CEEE e CEMIG se explicam basicamente pela existência
do sistema em nível A0 na CEMIG e pela discrepância entre os valores do nível A1, considerados para as
duas empresas como médias das respectivas regiões.
Exprimindo estes valores em R$/MWh, vem:
CEMIG = 17,77
Para a geração, foi adotado o valor de 40 R$/MWh, incorporando os custos marginais de capacidade e de
energia.
Dessa forma, considerando esta hipótese de fornecimento, resulta:
CEMIG = 40 + 17,77 = 57,77
≈ 58 R$/MWh
Caso se imagine o suprimento adicional por termelétrica a gás tipo Uruguaiana (30R$/MWh), suprindo
diretamente os sistemas dessas empresas, sem comprar de Furnas e nem da Eletrosul, vem:
CEMIG = 30 + 17,77 ≈ 48 R$ /MWh
3.1.2.1 Custos Marginais das SE's de Distribuição
Da mesma forma, com base nos programas de expansão para as SE's de Distribuição da CEMIG, foram
calculados os respectivos custos médios incrementais de longo prazo (CIMLP), de acordo com a
expressão (5) . Obteve-se, assim,
CEMIG = 200 R$/kW ou 41,6 R$/MWh
Anualizando-se CIMLP através de um fator = 15% (remuneração+ depreciação+despesas de operação e
manutenção), resulta:
CEMIG = 30,04 R$/kW ou 6,23 R$/MWh
3.1.2.2 Custos nos Sistemas a Montante provocados pelo acréscimo de 1 kW adicional demandado pela
Distribuição
7
Assim, os custos marginais em R$/MWh dos segmentos à montante do ponto de instalação da usina serão:
Hipótese I
CEMIG = 6,23+ 58 = 64,23 ≈ 64,2
Hipótese II
CEMIG = 6,23 + 48 = 54,23 ≅ 54,2
4 - ESTIMATIVA DE CUSTOS PARA AS USINAS A CÉLULA DE COMBUSTÍVEL
As primeiras avaliações sobre os custos dessas usinas resultaram em valores que podem variar entre 120
R$/kW e 1800 R$ / kW (adotou-se, 1US$ = R$ 1,20, devendo este valor ser revisto), com vida útil entre
10 e 15 anos e já incorporando os custos anuais de combustível, atualizados.
Considerando a taxa de atualização de 10% e três hipóteses de vida útil (10, 13 e 15 anos), fator de
capacidade de 70% e fator de carga de 55%, os valores anualizados em R$/MWh estão apresentados na
Figura 2, a seguir, em função das faixas dos custos das usinas citados no parágrafo anterior.
R$/MWh-ano
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
0
500
1000
1500
Valor Atual dos Investimento+ Combustível
(R$/kW)
2000
Figura 2 - Valores Anualizados da Tarifa Para Vidas Úteis (10, 13 e 15 anos)
5. CONCLUSÕES
Levando em conta os resultados dos ítens 3 e 4, e considerando as hipóteses das diversas vidas úteis, as
usinas a células de combustível são viabilizadas para a CEMIG e CEEE se os valores atuais dos seus
custos forem, no máximo, iguais aos valores constantes da Figura 3, a seguir :
VIABILIDADE DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA
Limites do VALOR ATUAL do
8
Investim.+Combust.
Custos
Marginais
T = 10 anos
T = 13 anos
T = 15 anos
CEMIG
Hipótese I:
54,2 R$/MWh
Hipótese II:
64,2 R$/MWh
1 100 R$ /
1 300 R$ /
kW
kW
1 325 R$ / 1 525 R$ /kW
kW
1 375 R$ /
kW
1 625 R$ /
kW
CEEE - Sul
Hipótese I:
42,5 R$/MWh
Hipótese II:
52,5 R$/MWh
875 R$ /
kW
1 075 R$ /
kW
1 075 R$ /
kW
1 325 R$ /
kW
1 000 R$ /
kW
1 250 R$ /
kW
Figura 3 - Valores Anualizados da Tarifa Para Vidas Úteis (10, 13 e 15 anos)
Apenas como referência geral admitindo uma vida útil de 15 anos para as usinas e custos marginais dos
sistemas (da geração até as SE's Distribuidoras) de 43 R$/MWh - ano, a viabilidade ficará comprovada
para custo do investimento da usina (acrescido dos valores atualizados dos custos anuais de combustível)
até 1 100 R$/kW.
Como, na prática, o apelo à utilização de geração local será maior nas áreas com problemas de suprimento
e, por isso, com custos marginais maiores, a viabilidade ficará garantida mesmo para valores acima de
1100 R$/kW. Admitindo, por hipótese, um valor limite de 65 R$/MWh -ano para os custos marginais dos
sistemas, o valor para a usina seria de 1 650 R$/kW, para 15 anos de vida útil.
ANEXO I – O CASO CEEE
CUSTOS MARGINAIS DE TRANSMISSÃO+REPARTIÇÃO
CEEE
CUSTO MARGINAL NAS REDES DA CONCESSIONÁRIA (*)
Compras ITAIPU via ESUL
27,5%
Compras ESUL
29,7%
42,8% Produção
9
A1
Produção
45,4%
72,4%
2,6%
Produção
54,6%
Nível
A2
10,1%
25,0%
Nível
A3
75,8%
Outros ( 14,1%)
Distribuição
Nível
A4+B
Custos Marginais no Nível:
A1 = 32,0 R$/kW.ano
A2 = 48,3 R$/kW.ano
A3 = 28,35 R$/kW.ano
Custo Marginal nas Redes de Transmissão da CEEE ("visto" pela Distribuição):
CMR'
R$/kW.ano
=0,101*[48,3+0,454*32]+0,758*[28,35+0,724*32+0,25*(48,3+0,454*32)]=57,30
Expressando em R$/MWh, vem:
CMR (R$/MWh) * FC*8760 = CMR' (R$/kW-ano) *1000
CMR = CMR' * 1000/(FC * 8760) = 10,06 R$/MWh
(*) - TENSÃO ≥ 69 kV.
10
FC (Fator de Carga Anual) ≅ 0,65
CEEE
CUSTO INCREMENTAL MÉDIO DE LONGO PRAZO (CIMLP)
( Programa de Investimentos : 8 anos)
0,55
0,1
Fator de Carga A4(55%)
Taxa de Atualização(10%)
Anos
Delta
Delta
Energia
Demanda
(GWh)
(GWh)
(GW)
0
0
293
0,060883354
248
0,051550436
260
0,054027812
250
0,051941469
306
0,063459112
309
0,064194479
322
0,066777709
2005
4.412
4.706
4.954
5.214
5.465
5.770
6.080
6.401
6.734
332
0,06898983
Anos
Invest.
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
A4'+B'
Delta
Delta
Energia
Demanda
VA1
VA2
VA3
CIMLP
CIMLP
(R$)
(GWh)
(GW)
(R$)
(GWh)
(GW)
(R$/MWh)
(R$/kW)
1998
8.434.190
293
0,060883354
7.667.445
267
0,055348504
28,75
138,53
1999
10.253.150
248
0,051550436
8.473.678
205
0,042603666
34,20
164,79
2000
6.617.600
260
0,054027812
4.971.901
196
0,040591895
31,63
152,39
2001
600.000
250
0,051941469
409.808
171
0,035476723
25,67
123,68
2002
1.200.000
306
0,063459112
745.106
190
0,039403116
21,66
104,34
2003
1.400.000
309
0,064194479
790.264
175
0,03623611
19,17
92,36
2004
2.300.000
322
0,066777709
1.180.264
165
0,034267523
17,72
85,37
2005
1.500.000
332
0,06898983
699.761
155
0,032184265
16,37
78,89
Período de 10 anos:
CIMLP (R$/MWh)
CIMLP (R$/kW)
16,37
78,89
Valor Anualizado:
Valor Anualizado:
11
2,46
11,83
R$/MWh
R$/kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
28,75
34,20
31,63
25,67
21,66
19,17
17,72
16,37
ANEXO II – O CASO CEMIG
CUSTOS MARGINAIS DE TRANSMISSÃO+REPARTIÇÃO
CEMIG
CUSTO MARGINAL NAS REDES DA CONCESSIONÁRIA (*)
Produção
86,0%
14,0%
Nível
A0
Nível
A1
Produção
84,0%
8,3%
Produção
7,7%
4,8%
6,2%
Nível
A2
77,04%
89,0%
Nível
A3
22,95%
Outros
0,01%
Distribuição
Nível
A4+B
Custos Marginais no Nível (R$/kW.ano):
A0 = 51,0
A1 = 84,2
A2 = 41,7
A3 = 35,5
Custo Marginal nas Redes de Transmissão da CEMIG ("visto" pela carga da Distribuição)
:
CMR'= = 0,7704*[41,7+0,84*51+0,077*(84,2+0,86*51)]+
0,2295*[35,5+0,89*(41,7+0,84*51+0,077*(84,2+0,86*51))+0,062*(84,2+0,86*51)]
= 101,98 (R$/kW.ano)
Expressando em R$/MWh, vem:
CMR (R$/MWh) * FC*8760 = CMR' (R$/kW-ano) *1000
CMR = CMR' * 1000/(FC * 8760) = 17,77 R$/MWh
12
FC (Fator de Carga Anual) ≅ 0,65
(*) - TENSÃO ≥ 69 kV.
CEMIG
CUSTO INCREMENTAL MÉDIO DE LONGO PRAZO (CIMLP)
( Programa de Investimentos : 10 anos)
0,55
0,1
Fator de Carga A4( 55%)
Taxa de Atualização(10%)
Anos
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
A4'+B'
Delta
Delta
Energia
Demanda
(GWh)
(GWh)
(GW)
35011
36196
37428
38955
40268
41497
42994
44538
46096
47708
49377
0
0
1185
0,245952677
1232
0,255707763
1527
0,316936488
1313
0,272519718
1229
0,255085098
1497
0,310709838
1544
0,320464923
1558
0,323370693
1612
0,334578663
1669
0,346409298
valores marcados em vermelho foram extrapolados por ajustamento aos dados do período 1998-2003.
Anos
Invest.
Delta
Delta
Energia
Demanda
VA1
VA2
VA3
CIMLP
CIMLP
(R$)
(GWh)
(GW)
(R$)
(GWh)
(GW)
(R$/MWh)
(R$/kW)
1998
38.913.000
1185
0,245952677
35.375.455
1.077
0,223593343
32,84
158,21
1999
68.917.000
1232
0,255707763
56.956.198
1.018
0,211328729
44,06
212,29
2000
80.212.000
1527
0,316936488
60.264.463
1.147
0,238119075
47,06
226,73
2001
63.795.000
1313
0,272519718
43.572.843
897
0,186134634
47,39
228,32
2002
90.893.000
1229
0,255085098
56.437.402
763
0,158387776
51,52
248,25
2003
49.895.000
1497
0,310709838
28.164.427
845
0,175387603
48,85
235,36
2004
73.703.000
1544
0,320464923
37.821.293
792
0,164449177
48,71
234,71
2005
38.035.000
1558
0,323370693
17.743.608
727
0,150854815
46,28
223,00
2006
35.570.000
1612
0,334578663
15.085.152
684
0,141894014
44,20
212,96
2007
14.945.000
1669
0,346409298
5.761.944
643
0,13355578
41,56
200,25
Período de 10 anos:
CIMLP (R$/MWh)
CIMLP (R$/kW)
41,56
200,25
Valor Anualizado:
Valor Anualizado:
13
6,23
30,04
R$/MWh
R$/kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
32,84
44,06
47,06
47,39
51,52
48,85
48,71
46,28
44,20
41,56